Evaluation of the effectiveness of the introduction of combined-cycle and circulating fluidized bed technologies at TPPs in Ukraine
At present, various technologies for the production of electric and heat energy are being developed and actively implemented in the world in accordance with international requirements for efficiency, economy and ecological performance. At the same time, the main attention in construction, reconstruc...
Збережено в:
| Дата: | 2018 |
|---|---|
| Автори: | , , |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Українська |
| Опубліковано: |
General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
2018
|
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/676 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | System Research in Energy |
| Завантажити файл: |  |
Репозитарії
System Research in Energy| _version_ | 1871104190384701440 |
|---|---|
| author | Kesova L.O. Kobernik V.S. Sokolovska I.S. |
| author_facet | Kesova L.O. Kobernik V.S. Sokolovska I.S. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "Kesova L.O.",
"institution": null
},
{
"author": "Kobernik V.S.",
"institution": null
},
{
"author": "Sokolovska I.S.",
"institution": null
}
] |
| author_sort | Kesova L.O. |
| baseUrl_str | https://systemre.org/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T12:57:44Z |
| description | At present, various technologies for the production of electric and heat energy are being developed and actively implemented in the world in accordance with international requirements for efficiency, economy and ecological performance. At the same time, the main attention in construction, reconstruction and modernization of power plants is given to the use of high-efficiency energy technologies for coal combustion and gasification. This paper analyzes world experience in the implementation of combined-cycle and circulating fluidized bed (CFB) technologies: combined-cycle plants (CCP) with coal gasification (with flue gas desulphurization and denitrification), combustion in atmospheric and pressurized CFB, CCP with combustion in bubbling fluidized bed under pressure, and natural gas-fired CCP in comparison with pulverized coal combustion with flue gas desulphurization and denitrification. For the new construction and reconstruction of TPP in Ukraine that burn Ukrainian coal and ensure the achievement of modern emission standards for the main pollutants, a software-and-information complex has been developed at the Institute of General Energy of the NAS of Ukraine, and a feasibility study has been carried out with comparing the average prime cost of electricity for the life cycle for advanced technologies. Our study shows that the lowest prime costs are in the case of coal combustion by the atmospheric or pressurized CFB technologies. At present, due to the high prime cost of electricity for the life cycle, the considered energy technologies are not yet competitive for the energy sector of Ukraine, although the country has a full cycle of development and production of industrial gas turbines. Combined-cycle technology is still not widely used in Ukraine. Ukrainian industry has not yet formed the necessary infrastructure for the production of CCP of high capacity, but about 80–85% of CCP equipment can be manufactured at domestic enterprises. Taking into account the high ecological performance and problems of CO2 utilization, which must be solved in the next 10-15 years, CCP and CFB technologies can be competitive for the energy sector of Ukraine in the future, and it is advisable to introduce them.  |
| doi_str_mv | 10.15407/pge2018.03.042 |
| first_indexed | 2026-03-24T02:02:37Z |
| format | Article |
| fulltext |
42
Л.О. КЄСОВА, В.С. КОБЕРНИК, І.С. СОКОЛОВСЬКА
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2018, issue 3(54)
Сьогодні в світі розробляються та активно
впроваджуються різні технології виробництва
електричної та теплової енергії згідно міжнарод-
них вимог щодо ефективності, економічності та
екологічності. Разом з тим, основна увага під час
спорудження, реконструкції і модернізації елек-
тростанцій приділяється застосуванню високое-
фективних, «чистих» енерготехнологій спалюван-
ня та газифікації вугілля.
Перспективним енергетичним технологіям
та можливостям їх впровадження в енергети-
ку України присвячено багато робіт, наприклад
[1, 2], однак в них техніко-економічні розрахунки
вартості електричної енергії у разі впроваджен-
ня нових технологій з урахуванням життєвого
циклу експлуатації не наведено. Метою даної
статті є порівняння середньої вартості елек-
тричної енергії за життєвий цикл парогазових і
ЦКШ-технологій для нового будівництва та ре-
конструкції енергоблоків, що забезпечують до-
сягнення сучасних норм викидів забруднюючих
речовин на ТЕС України.
До «чистих» енерготехнологій відноситься
спалювання вугілля в киплячому шарі, а саме: у
БКШ – бульбашковому киплячому шарі, ЦКШ –
циркулюючому киплячому шарі за атмосферного
тиску, БКШТ – газифікація в БКШ під тиском, а
також у ЦКШТ – газифікація в ЦКШ під тиском,
КШТ – двохстадійні методи переробки палива в
киплячому шарі під тиском; газифікація в шарі і
в потоці, ступеневе спалювання, пальники з низь-
ким викидом оксидів азоту тощо [2]. Технології
спалювання вугілля в киплячому шарі дозволяють
утилізувати низькореакційне і високозольне пали-
во, відходи вуглевидобутку та вуглезбагачення.
Переваги та недоліки цих технологій, за результа-
тами аналізу [3], наведено нижче:
БКШ (потужність до 160 МВт) – переваги: спа-
лювання низькоякісного вугілля з високим вміс-
том золи (30–70%) і сірки, з низькою теплотою
згоряння і реакційною здатністю; зменшення ви-
кидів оксидів азоту і сірки.
ЦКШ (CFB, потужність до 350 МВт) – пере-
ваги: висока ефективність процесу горіння, мож-
ливість утилізації високосірчистого вугілля і
відходів вуглезбагачення, діапазон регулювання
навантаження 30–100%, викиди оксидів сірки і
азоту менше 200 мг/м3; недоліки: складність, гро-
міздкість, висока металоємність.
БКШТ (потужність 100–300 МВт) – переваги:
ККД (нетто) – 42–45%, широкий діапазон вико-
ристовуваного вугілля (від лігнітів до кам’яного) з
Ad < 45–50%; малі габарити блоків, викиди окси-
дів сірки і азоту менш 200 мг/м3; недоліки: низь-
кі температури на вході в ГТУ (870–890 °С); по-
гіршення показників при навантаженнях менше
50%; спалювання низькореакційного донецького
вугілля недоцільно.
ЦКШТ (PFBC, потужність 50–100 МВт) – пе-
реваги (порівняно з технологією БКШТ): більш
високий ступінь конверсії вуглецю палива; ви-
сока і стабільна температура димових газів на
виході газової турбіни незалежно від зміни на-
вантаження блоку; зниження витрати сорбенту
ISSN 2522-4344 (Online), ISSN 1562-8965 (Print). The problems of general energy, 2018, 3(54): 42–47
doi: https://doi.org/10.15407/pge2018.03.042
УДК 621.311 Л.О. КЄСОВА, д-р техн. наук, проф., В.С. КОБЕРНИК,
І.С. СОКОЛОВСЬКА, канд. техн. наук Інститут загальної енергетики
НАН України, вул. Антоновича, 172, м. Київ, 03150, Україна
ОЦІНКА ЕФЕКТИВНОСТІ ВПРОВАДЖЕННЯ ПАРОГАЗОВИХ
І ЦКШ-ТЕХНОЛОГІЙ НА ТЕС УКРАЇНИ
Проаналізовано світовий досвід впровадження парогазових і ЦКШ-технологій.
Наведено техніко-економічні розрахунки та порівняння за середньою вартістю
електричної енергії за життєвий цикл перспективних парогазових і ЦКШ-технологій
для нового будівництва і реконструкції енергоблоків ТЕС в Україні, що забезпечу-
ють досягнення сучасних норм викидів основних забруднюючих речовин.
К л ю ч о в і с л о в а : теплова електрична станція, парогазова установка, цирку-
люючий киплячий шар, вартість електричної енергії.
© Л.О. КЄСОВА, В.С. КОБЕРНИК, І.С. СОКОЛОВСЬКА, 2018
43
Оцінка ефективності впровадження парогазових і ЦКШ-технологій на ТЕС України
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2018, issue 3(54)
для зв’язування сірки; недоліки: застосування
ЦКШТ-технології Circofl uid (консорціум LLB
Lurgi-Lentjes-Babcock) для спалювання низько-
реакційного вугілля за даною технологією є не-
доцільним.
Застосування ЦКШТ-технологій: Pyrofl ow і
Foster Wheeler найдоцільніше для низькореакцій-
ного українського вугілля, підтримання по всьо-
му контуру установки високих температур (870–
890 °С); Circofl uid (консорціум LLB Lurgi-Lentjes-
Babcock) доцільно для кам’яного вугілля газової
групи і олександрійського бурого вугілля.
Останні розробки обладнання на супернад-
критичні параметри пари (фірма Foster Wheeler)
дозволяють підняти потужність ЦКШ до 660–
800 МВт та ККД нетто до 45%, інвестиції в енер-
гоблок з котлом з ЦКШ порівняно з типовою ТЕС
на 15−20% вищі [4].
ККД сучасних електростанцій з котлами
ЦКШТ становить 43–45%, а в перспективі може
бути збільшений до 50%. Їх питома вартість змі-
нюється в межах 1263–2635 дол./кВт.
Одним з напрямів реалізації поставлених за-
вдань є впровадження в енергетику комбінованих
парогазових електростанцій на основі парогазо-
вих установок – ПГУ. Перевагами ПГУ є високі
ККД, широкий діапазон регулювання наванта-
ження і робота в маневрених режимах, помірна
питома вартість, можливість прискореного спору-
дження, менша потреба в охолоджуючій воді, ви-
киди SOX і NOX нижче 100 мг/нм3, можлива повна
утилізація СО2 з меншими витратами.
Прикладами новітніх ПГУ на сьогодні мож-
на вважати новий блок Fortuna ТЕЦ Lausward
(м. Дюссельдорф, Німеччина) потужністю
603,8 МВт з обладнанням фірми Siemens та ПГУ
у м. Буше, Франція, потужністю 605 МВт з об-
ладнанням фірми General Electric, які введено в
експлуатацію у 2016 р.
Склад ПГУ Fortuna [5]: одновальна газова тур-
біна Siemens Model SGT5-8000H потужністю >
422 МВт, парова турбіна Siemens SST5-5000, ге-
нератор – SGen5-3000W, система регулювання
– SPPA-T3000, котел-утилізатор Benson з трьома
рівнями тиску. Характеристики ПГУ Fortuna: ККД
– 61,5%, найкраще використання відпрацьованого
тепла: пару на опалення відбирають з секції паро-
вої турбіни низького тиску в обсягах до 300 МВт
теплової енергії, завдяки чому загальна ефектив-
ність використання палива на природному газі
становить 85%; час пуску до досягнення повного
навантаження < 25 хв.; швидкість зміни наванта-
ження – 55 МВт/хв. Приклад експлуатації блока
Fortuna ТЕЦ Lausward показує можливість широ-
кого впровадження ПГУ − технологій для ефектив-
ного виробництва електричної і теплової енергії.
Склад ПГУ в м. Буше, Франція [6, 7]: газова
турбіна класу Н-9HA.01 потужністю 446 МВт,
парова турбіна D-650, новітній генератор W86,
система регулювання Mark Vle, яка пов’язує між
собою всі складові, та котел-утилізатор. Характе-
ристики ПГУ: ККД – 62,22%; питома витрата газу
– 75397 кг/год.; викиди CO2 на 10% нижче, ніж у
звичайних ПГУ та на 55% нижче, ніж у звичай-
ної вугільної ТЕС, а також скорочення викидів у
атмосферу інших газів (оксид азоту 50 мг/нм3);
час пуску до досягнення повного навантаження –
30 хв.; зменшення навантаження до 40% з дотри-
манням гарантій викидів, швидкість зміни наван-
таження > 8,33 %/хв. (70 МВт/хв.).
Інформацію про питомі інвестиції в будівни-
цтво ТЕС з використанням різних прогресивних
технологій, впроваджених в окремих країнах сві-
ту, наведено у табл. 1 [4].
Таблиця 1 ‒ Питомі інвестиції в різні технології ТЕС [4]
Країна ТЕС
Встановлена
потужність,
МВт
Параметри пари,
Р, МВт t0,
оС
Період
будівництва,
роки
Питомі
інвестиції,
$/кВт
Найбільш потужні ТЕС з циркулюючим киплячим шаром
Китай
Baima РР, блок № 4 (провінція
Sichuan) 300 17,5 540/540 2006 833
Guojinmei РР (провінція
Shanxi) 2x300 17,5 540/540 2012 726
Baima PP. блок № 5 (провінція
Sichuan) 600 25,4 571/569 2011 828
Польща
Turovv PP. блоки № 4−6
(воєводство Lower Silesia) 3x262 17,0 568/568 2004 1006
Polaniec РР (воєводство
Swigtokrzyskie) 205 12,72 535/535 2012 1415
Lagisza PP. блок № 1
(воєводство Silesia) 2x255 28,2 563/583 2009 1478
44
Л.О. КЄСОВА, В.С. КОБЕРНИК, І.С. СОКОЛОВСЬКА
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2018, issue 3(54)
Країна ТЕС
Встановлена
потужність,
МВт
Параметри пари,
Р, МВт t0,
оС
Період
будівництва,
роки
Питомі
інвестиції,
$/кВт
США
Rodemacher № 3/Cleco Madison
№ 3 (штат Louisiana) 660 17,6 566/566 2010 1515
Virginia City Hybrid Energy
Center (штат Virginia) 2x97,5 17,5 541 541 2012 3025
Фінляндія Jyvaskyla PP 200 16,4 560/560 2010 1688
Франція Provence, Gardanne – Meyreuil 250 19,3 565/565 1996 920
Найбільш потужніі ПГУ ТЕС з киплячим шаром під тиском
Швеція Vartan (м. Stockholm) 135 13,7 530 1989 1704
США
Tidd (штат Ohio) 74/70 9 496 1990 2566
Mcintosh (м. Lakeland, Florida) 265/240 16,6 538/538 2003 1533
Іспанія Escatron 79,5 9,4 513 1991 2012
Німеччина Cottbus 74 14,2 537/537 1998 2635
ТЕС на основі ПГУ з внутрішньоцикловою газифікацією вугілля
Країна ТЕС
Встановлена
потужність,
МВт
Паливо
Період
будівництва,
роки
Питомі
інвестиції,
$/кВт
Нідерланди Nuon Willem-Alexander
(м. Buggenum) 253/284 Вугілля 1994 1865/1672
США
Wabash River
(м. Terre Haute, штат Indiana) 262/325 Вугілля,
нафтовий кокс 1995 1672/1348
($2000 р.)
Polk County (м. Tampa,
штат Florida) 250/282 Вугілля 1996 1650/1463
($ 2001 р.)
Pinon Pine (м. Reno,
штат Nevada) 100/145 Бітумінозне
вугілля 1998 3360/2320
Edwardsport (м. Edwardsport,
штат Indiana) 630/800 Вугілля 2012 5635/4438
Чехія Vresova (край Karlovy Vary) 351 (у 2005 р.
до 385/430) Буре вугілля 1996 285/225
($ 1996 р.)
Німеччина Schwarze Pumpe
(м. Spremberg, Saxony) 45/75 Буре вугілля 1997 5120/3072
Іспанія Puertollano (м. Puertollano,
Cuidad Real, Castile-La Mancha) 208/335 Вугілля 1998 1850/1646
($ 1991 р.)
Італія
ISAB Energy O’. Priolo, Erg
Petrol і 11ПЗ, Sicilia) 521/563 Нафтові
залишки 1999 2303/2131
Sarlux (м. Sarroch,
Saras НПЗ, Sardinia) 452/561 Нафтові
залишки 2000 2367/1907
Арі Energia (м. Ancona,
Marittima НПЗ. Falconara) 244/287 Нафтові
залишки 2001 1959/1665
($ 1996 р.)
Nakoso (м. Iwaki.
префектура Fukushima) 220/250 Вугілля 2007 3636/3200
Китай Green Gen (м. Tianjin) 250 Вугілля 2012 1355
Кінець таблиці 1
45
Оцінка ефективності впровадження парогазових і ЦКШ-технологій на ТЕС України
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2018, issue 3(54)
Останнім часом Міжнародне енергетичне
агентство (МЕА) рекомендує проводити порів-
няльні техніко-економічні розрахунки за серед-
ньою собівартістю виробленої за життєвий цикл
енергії, що забезпечує самоокупність джерела ви-
робництва за весь цикл існування. Введено показ-
ник LCOE, що враховує всі витрати за життєвий
цикл: початкові інвестиції, витрати паливні, ви-
трати на утримання і ремонти обладнання та інші.
Середня зважена собівартість виробленої енергії
розраховується за формулою [8]:
n
t
t
t
n
t
t
ttt
r
E
r
FMI
LCOE
1
1
)1(
)1( ,
де LCOE – середня зважена собівартість виро-
бленої за життєвий цикл енергії; t – поточний вік
системи з початку спорудження (індекс t у ви-
тратах); n – термін існування, роки; It – інвести-
ційні витрати; Mt – витрати на обслуговування та
ремонти; Ft – умовно змінні витрати (паливні та
інші ресурси); Et – виробництво енергії (нетто);
r – дисконтна ставка, що відображає швидкість
здешевлення інвестицій з роками.
Для проведення розрахунків економічних по-
казників енергоблоків, включаючи капітальні,
експлуатаційні, паливні питомі витрати під час
впровадження різних енергетичних технологій
спалювання українського вугілля на ТЕС, в ІЗЕ
НАН України розроблено програмно-інформа-
ційний комплекс порівняльної оцінки енергії за
життєвий цикл [9].
Під час розрахунків розглянуто технології:
пиловугільне спалювання з очищенням від окси-
дів сірки та азоту; ПГУ з газифікацією вугілля
(з очищенням від оксидів сірки та азоту); спа-
лювання в ЦКШ (за атмосферного тиску та під
тиском); ПГУ зі спалюванням в БКШ під тиском;
ПГУ на природному газі.
Розрахунки ефективності проведено з вико-
ристанням таких вихідних даних: потужність
енергоблоку – 325 МВт; тривалість роботи –
7000 год./рік; термін експлуатації – 40 років;
термін будівництва – 4 роки; кредит – 0%; ККД
і питомі капітальні витрати прийнято з [1]; вар-
тість кам’яного вугілля (з ПДВ) – 3120 грн./т н.п.
(120 дол. США/т н.п.) [10]; вартість природно-
го газу (з ПДВ) – 9488,64 грн/1000 м3 (365 дол.
США/1000 м3) або 15304 грн/т н.п. (589 дол.
США/т н.п.) [11]; нижча робоча теплота згорян-
ня кам’яного вугілля – 21,16 кДж/кг (5057 ккал/
кг) і нижча теплота згоряння природного газу
– 33,472 кДж/кг (8000 ккал/кг) прийнято з [12];
дисконтна ставка – 0,10; курс валют – 26 грн./
дол. США на 01.06.2018 р. [13].
Під час оцінювання ефективності впрова-
дження за методикою МЕА, а також застосуван-
ня підходу щодо визначення складових собівар-
тості електроенергії згідно з [14], визначалися:
питома витрата умовного палива; собівартість
електроенергії та її паливні і експлуатаційні
складові; капітальні витрати. Результати зістав-
лення середньозваженої собівартості електрич-
ної енергії за життєвий цикл представлено в
табл. 2 і на рис. 1.
Результати розрахунків за методикою МЕА по-
казують, що у 2018 р. за вартості кам’яного вугіл-
Таблиця 2 ‒ Порівняння ефективності впровадження
нових енергетичних технологій на ТЕС України (за методикою МЕА)
Технологія ККД,
%
Питомі
кап. витрати,
дол. США/
кВт
Собівартість складових електроенергії, що
виробляється, цент/кВт·год / %
паливні експлуатаційні кап.
витрати всього
ПГУ з газифікацією вугілля і
системами очищення від SOх і NOх 46,0 2800 9,64/48,70 3,11/15,70 7,05/35,60 19,79
ПТУ з факельним спалюванням
вугілля і системами очищення від
SOх і NOх
34,5 2040 17,14/68,72 2,49/10,00 5,31/21,28 24,94
Спалювання вугілля в ЦКШ за
атмосферного тиску 42,5 1860 11,29/59,75 2,54/13,45 5,07/26,81 18,90
ПГУ зі спалюванням вугілля в
бульбашковому КШ під тиском
(БКШТ)
42,0 1810 11,56/58,57 3,19/16,16 4,99/25,27 19,74
Спалювання вугілля в ЦКШ під
тиском (ЦКШТ) 43,5 1840 10,78/57,68 3,01/16,12 4,90/26,20 18,69
ПГУ на природному газі 58,0 1060 18,80/84,52 1,33/5,97 2,12/9,51 22,24
46
Л.О. КЄСОВА, В.С. КОБЕРНИК, І.С. СОКОЛОВСЬКА
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2018, issue 3(54)
ля (з ПДВ) 120 дол. США/т н.п. (3120 грн/т н.п.) і
газу 365 дол. США/1000 м3 (9488,64 грн/1000 м3)
найбільшу середньозважену собівартість елек-
тричної енергії мають ПТУ з факельним спалю-
ванням вугілля і системами очищення від SOх і
NOх; найнижчу – ПГУ зі спалюванням вугілля
в ЦКШТ; середня зважена вартість електричної
енергії за життєвий цикл для ПГУ на природно-
му газі на 3,86 цент/кВт·год вища, ніж при ви-
користанні циркулюючого киплячого шару під
тиском, тому під час вибору обладнання ТЕС в
цілому важливим є врахування технологій спа-
лювання вугілля в котлоагрегатах.
На даний час через високу собівартість елек-
тричної енергії за життєвий цикл розглянуті
енергетичні технології поки що не є конкуренто-
спроможними для енергетики України, хоча вона
має повний цикл розроблення й виробництва
промислових газових турбін. Основу українсько-
го газотурбобудування становлять: ДП НВКГ
«Зоря»-«Машпроект» (м. Миколаїв) [15], «За-
порізьке машинобудівне конструкторське бюро
«Прогрес» імені академіка А.Г. Івченко, ВАТ
«Мотор-Січ» (м. Запоріжжя) [16], ПАТ «Сумське
НВО» [17]. Українські ГТУ конкурентоспромож-
ні за економічністю, але поступаються газовим
турбінам виробництва «Siemens AG» і «General
Electric» (55−57%) через недостатньо високі па-
раметри термодинамічного циклу.
В Україні парогазову технологію поки що
широко не використовують; потужність працю-
ючих ПГУ не перевищує 20 МВт: ПАТ «Сумське
НВО» освоїло випуск газотурбінних енергетич-
них електростанцій двох типів: ЕГТУ-16 – забез-
печує виробництво 16 МВт електричної енергії
та 21,5 Гкал/год теплової енергії; ПГУ-20 скла-
дається з ГТУ потужністю 16 МВт і ПТУ номі-
нальної потужності 6 МВт [17].
На ВАТ «Рубежанський картонно-тарний
комбінат» введена в експлуатацію в 2003 р. ПГУ,
до складу якої входять ГТУ-15 і паровий котел-
утилізатор КУП 70-40/440, працює на проектній
потужності. На ПАТ «Київський картонно-па-
перовий комбінат» введена в експлуатацію в
2013 р. ПГУ, до складу якої входять 3 газові тур-
біни SGT 400 Siemens потужністю по 13,3 МВт,
парові котли-утилізатори КУП 45/26-1,4-2/7
Siemens потужністю від 26 до 45 т/год [18].
Розроблено робочий проект електростанції
потужністю 50 МВт на ВАТ «Концерн «Стірол».
У 2006 р. введено в експлуатацію перший енер-
гоблок – ГТУ-25 МВт (ДП НВКГ «Зоря-Маш-
проект») і паровий котел КУП-100-41-44Б (ВАТ
«Енергомаш»). Розроблено проекти енергоблоку
Рисунок 1. Собівартість складових електричної енергії за життєвий цикл
для різних технологій спалювання кам’яного вугілля (2018 р.)
47
Оцінка ефективності впровадження парогазових і ЦКШ-технологій на ТЕС України
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2018, issue 3(54)
ПГУ-70 для м. Калуша, ПГЕС-240 для м. Ізмаїла
і ПГУ-360 для м. Одеси.
Українська промисловість ще не сформувала
необхідну інфраструктуру для виробництва ПГУ
великої потужності, але близько 80–85% устат-
кування парогазових установок можна виготов-
ляти на вітчизняних підприємствах, наприклад,
створення великих установок типу ПГУ-162 і
ПГУ-325 з українськими газовими турбінами
потужністю 110 МВт [15−17]. Перспективним
напрямком для України є розроблення ПГУ з га-
зифікаторами вугілля, що дасть змогу підвищи-
ти їх ККД. Світовими лідерами в освоєнні цієї
технології є США, Японія, країни ЄС. Тенденція
створення нових потужностей на основі ПГУ
розвиватиметься і в майбутньому.
ВИСНОВКИ
1. На основі розрахунків середньої собівар-
тості виробленої електричної енергії за життєвий
цикл для різних технологій спалювання (за умов
виконання норм ЄС, які забезпечують досягнен-
ня сучасних норм викидів основних забруднюю-
чих речовин) найнижчі собівартості мають місце
у разі спалювання вугілля за атмосферного тиску
і під тиском за технологією ЦКШ.
2. В енергетику України, враховуючи сві-
товий досвід, доцільно впроваджувати ПГУ і
ЦКШ-технології, які здатні підвищити ефектив-
ність спалювання палива з високими показника-
ми роботи енергоблоків.
3. З огляду на більш високу екологічну чистоту
і проблему утилізації СО2, які необхідно вирішу-
вати в найближчі 10–15 років, ПГУ і ЦКШ- техно-
логії в перспективі можуть виявитися конкурен-
тоспроможними для енергетики України.
1. Майстренко О.Ю. Сучасні технології спалю-
вання та газифікації вугілля в енергетиці. Пре-
зентація доповіді на засіданні Відділення фізи-
ко-технічних проблем енергетики НАН України.
25.10.2010.
2. Карп І.М., Сміхула А.В. Проект концепції мо-
дернізації теплової енергетики України. Енергети-
ка та електрифікація. 2017. № 3. С. 8—19.
3. Энергетика ТЭС и АЭС. URL: http://tesiaes.ru/
4. Розвиток інвестиційно-інноваційної діяльнос-
ті у світовій енергетичній сфері. ВП НТЦЕ ДП
«НЕК «Укренерго». К., 2016. Вип. 4. 86 с.
5. Beer M. One power plant, two business partners
and three world records: the «Fortuna» combined-
cycle unit at Düsseldorf’s Lausward Power Station 11
р. URL: www.siemens.com/powerplants
6. Breaking the Power Plant Effi ciency Record.
GE & EDF unveil a game-changer at Bouchain.
URL: https://www.ge.com/power/about/insights/
articles/2016/04/power-plant-effi ciency-record
7. GE Power. Powering A New Record At EDF.
9HA.01 Sets. Effi ciency World Record. GEA32885
August 2016. 8 р. URL: gepower.com
8. Projected Costs of Generating Electricity. Nuclear
energy agency. International energy agency, 2010.
230 p.
9. Дубовський С.В., Коберник В.С. Техніко-
економічні оцінки перспективних природоохо-
ронних технологій теплової енергетики Украї-
ни. Проблеми загальної енергетики. 2013. № 2.
С. 49—56.
10. 80% антрациту в Україну постачають з Росії.
URL: https://ua-energy.org/uk/posts/80-antratsytu-v-
ukrainu-postachaiut-z-rosii
11. Ціни газу для споживачів, продаж/постачан-
ня Компанією природного газу, яким підпадає під
дію Положення про ПСО (з 16.03.2018). Нафто-
газ. URL: http://www.naftogaz.com/www/3/nakweb.
nsf/0/A5A89CE9AE00B6BDC2257FA9003BEA22?
OpenDocument&Expand=1&
12. Питома теплота згорання деяких речовин.
URL: https://fi zmat.7mile.net/Tablichni-dani/pitoma-
teplota-zgorannya-deyakikh-rechovin.html
13. Курс валют НБУ. URL: https://fi nance.i.ua/
nbu/?d=1&m=7&y=2018
14. Takashi Nakamura, Keiji Makino, Kunihiko
Shibata, Michiaki Harada. Forecast of Advanced
Technology for Coal Power Generation towards the
year of 2050 in CO2 reduction model of Japan. Energy
Procedia. 2013. 37. P. 7557—7564.
15. ДП НВКГ «Зоря»-«Машпроект». URL: http://
zmturbines.com/special-development-for-power/
cogeneration-units/
16. ВАТ «Мотор-Січ». URL: http://www.motorsich.
com/ukr/products/land/seriynaya/
17. ПАТ «Сумське НВО». URL: http://snpo.
ua/uk/produktsiya/ustatkuvannya-energetichne/
energetichni-gazoturbinni-ustanovki-2/
18. Газотурбинная электростанция на ПАО «Ки-
евский КБК». URL: http://etp.dp.ua/proektirovanie/
realizovannye-proekty/gazoturbinnaia-elektrostantsiia-
na-oao-kievskii-kbk
Надійшла до редколегії: 28.08.2018
|
| id | systemreorg-article-676 |
| institution | System Research in Energy |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:20:09Z |
| publishDate | 2018 |
| publisher | General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | systemreorg/cf/f25132ec12f90cb56df8f4b53c8f60cf.pdf |
| spelling | systemreorg-article-6762026-07-18T12:57:44Z Evaluation of the effectiveness of the introduction of combined-cycle and circulating fluidized bed technologies at TPPs in Ukraine Оцінка ефективності впровадження парогазових і ЦКШ-технологій на ТЕС України Kesova L.O. Kobernik V.S. Sokolovska I.S. thermal power plant, combined-cycle plant, circulating fluidized bed, prime cost of electric energy, technology, life cycle. теплова електрична станція, парогазова установка, циркулюючий киплячий шар, вартість електричної енергії, технології, життєвий цикл. At present, various technologies for the production of electric and heat energy are being developed and actively implemented in the world in accordance with international requirements for efficiency, economy and ecological performance. At the same time, the main attention in construction, reconstruction and modernization of power plants is given to the use of high-efficiency energy technologies for coal combustion and gasification. This paper analyzes world experience in the implementation of combined-cycle and circulating fluidized bed (CFB) technologies: combined-cycle plants (CCP) with coal gasification (with flue gas desulphurization and denitrification), combustion in atmospheric and pressurized CFB, CCP with combustion in bubbling fluidized bed under pressure, and natural gas-fired CCP in comparison with pulverized coal combustion with flue gas desulphurization and denitrification. For the new construction and reconstruction of TPP in Ukraine that burn Ukrainian coal and ensure the achievement of modern emission standards for the main pollutants, a software-and-information complex has been developed at the Institute of General Energy of the NAS of Ukraine, and a feasibility study has been carried out with comparing the average prime cost of electricity for the life cycle for advanced technologies. Our study shows that the lowest prime costs are in the case of coal combustion by the atmospheric or pressurized CFB technologies. At present, due to the high prime cost of electricity for the life cycle, the considered energy technologies are not yet competitive for the energy sector of Ukraine, although the country has a full cycle of development and production of industrial gas turbines. Combined-cycle technology is still not widely used in Ukraine. Ukrainian industry has not yet formed the necessary infrastructure for the production of CCP of high capacity, but about 80–85% of CCP equipment can be manufactured at domestic enterprises. Taking into account the high ecological performance and problems of CO2 utilization, which must be solved in the next 10-15 years, CCP and CFB technologies can be competitive for the energy sector of Ukraine in the future, and it is advisable to introduce them.&nbsp; Проаналізовано світовий досвід впровадження парогазових і ЦКШ-технологій: ПГУ з газифікацією вугілля (з очищенням від оксидів сірки та азоту); спалювання в циркулюючому киплячому шарі (за атмосферного тиску та під тиском); ПГУ зі спалюванням в бульбашковому киплячому шарі під тиском; ПГУ на природному газі у порівнянні з пиловугільним спалюванням з очищенням від оксидів сірки та азоту. Для нового будівництва і реконструкції енергоблоків ТЕС в Україні та забезпечення сучасних норм викидів основних забруднюючих речовин проведено техніко-економічні розрахунки з порівнянням середньої вартості електричної енергії за життєвий цикл для перспективних технологій. В енергетику України доцільно впроваджувати ПГУ і ЦКШ- технології, які здатні підвищити ефективність спалювання палива з високими експлуатаційними показниками енергоблоків. General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2018-09-28 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/676 10.15407/pge2018.03.042 System Research in Energy; No. 3 (54) (2018): The Problems of General Energy; 42-47 Системні дослідження в енергетиці; № 3 (54) (2018): Проблеми загальної енергетики; 42-47 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/676/586 Copyright (c) 2018 Kesova L.O., Kobernik V.S., Sokolovska I.S. https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0 |
| spellingShingle | thermal power plant combined-cycle plant circulating fluidized bed prime cost of electric energy technology life cycle. Kesova L.O. Kobernik V.S. Sokolovska I.S. Evaluation of the effectiveness of the introduction of combined-cycle and circulating fluidized bed technologies at TPPs in Ukraine |
| title | Evaluation of the effectiveness of the introduction of combined-cycle and circulating fluidized bed technologies at TPPs in Ukraine |
| title_alt | Оцінка ефективності впровадження парогазових і ЦКШ-технологій на ТЕС України |
| title_full | Evaluation of the effectiveness of the introduction of combined-cycle and circulating fluidized bed technologies at TPPs in Ukraine |
| title_fullStr | Evaluation of the effectiveness of the introduction of combined-cycle and circulating fluidized bed technologies at TPPs in Ukraine |
| title_full_unstemmed | Evaluation of the effectiveness of the introduction of combined-cycle and circulating fluidized bed technologies at TPPs in Ukraine |
| title_short | Evaluation of the effectiveness of the introduction of combined-cycle and circulating fluidized bed technologies at TPPs in Ukraine |
| title_sort | evaluation of the effectiveness of the introduction of combined-cycle and circulating fluidized bed technologies at tpps in ukraine |
| topic | thermal power plant combined-cycle plant circulating fluidized bed prime cost of electric energy technology life cycle. |
| topic_facet | thermal power plant combined-cycle plant circulating fluidized bed prime cost of electric energy technology life cycle. теплова електрична станція парогазова установка циркулюючий киплячий шар вартість електричної енергії технології життєвий цикл. |
| url | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/676 |
| work_keys_str_mv | AT kesovalo evaluationoftheeffectivenessoftheintroductionofcombinedcycleandcirculatingfluidizedbedtechnologiesattppsinukraine AT kobernikvs evaluationoftheeffectivenessoftheintroductionofcombinedcycleandcirculatingfluidizedbedtechnologiesattppsinukraine AT sokolovskais evaluationoftheeffectivenessoftheintroductionofcombinedcycleandcirculatingfluidizedbedtechnologiesattppsinukraine AT kesovalo ocínkaefektivnostívprovadžennâparogazovihíckštehnologíjnatesukraíni AT kobernikvs ocínkaefektivnostívprovadžennâparogazovihíckštehnologíjnatesukraíni AT sokolovskais ocínkaefektivnostívprovadžennâparogazovihíckštehnologíjnatesukraíni |